[Publication] Transition urbaine et électrification domestique en Afrique de l’Est

Une offre disponible diversifiée à MsGongola (Source : Rémi de Bercegol)
Légende : dans les zones encore peu raccordées de la périphérie de Dar Es Salaam, des boutiques proposent à la vente des technologies solaires à côté des fours à charbon amélioré (en bas à droite) qui permettent d’économiser la quantité de charbon consommé tout en générant moins de fumée. Les systèmes solaires s’adressent d’abord à une clientèle non raccordée au réseau d’électricité, ils sont avant tout destinés au marché rural, dans l’attente d’une connexion à la TANESCO.

Nous avons le plaisir d’annoncer la parution d’un nouvel article lié au programme Hybridelec :

Rémi de Bercegol, « Transition urbaine et électrification domestique en Afrique de l’Est: La diversification énergétique des périphéries de Dar Es Salaam », Territoire en mouvement Revue de géographie et aménagement. Territory in movement Journal of geography and planning, 2021, Université Lille 1 Sciences et Technologies, En ligne : https://journals.openedition.org/tem/8230.

Résumé:

Dans les quartiers lointains de la périphérie de Dar Es Salaam, la faible densité et l’étalement urbain ne facilitent pas le raccordement aux infrastructures urbaines de base. A travers l’analyse du district d’Ilala, cet article s’intéresse aux modalités et aux effets de l’électrification de ces espaces situés en bout de réseau. Fortement plébiscité par les habitants, l’accès à l’électricité de la TANESCO est finalement permise grâce à l’extension subventionnée de ses réseaux, reléguant alors vite les quelques systèmes électriques d’appoint hors-réseau (groupes électrogènes, systèmes solaires). Mais de manière contre-intuitive, l’arrivée de l’électricité ne provoque pas pour autant la disparition des autres sources énergétiques lui préexistantes (comme le kérosène et le charbon). Dans ces zones intermédiaires entre la ville et la campagne, on observe plutôt une ‘diversification énergétique’, résultante de l’élargissement de l’offre disponible : les usagers adoptent rapidement l’électricité pour accéder plus aisément à de nouveaux services (télévision, frigidaire, éclairage à l’ampoule) tout en continuant à préférer des énergies non-électriques pour d’autres usages domestiques (cuisson et repassage au charbon par exemple ; ou éclairage ponctuel et cuisson rapide au kérosène). Moins chères, facilement disponible, nécessitant un équipement minimal, ces énergies dites traditionnelles sont amenés à perdurer dans les pratiques aux côtés de nouveaux usages exclusivement électriques. Cette diversification est négligée dans la stratégie énergétique du pays, centrée sur l’électricité malgré les difficultés financières à la mettre en place. Documentés par la littérature, les facteurs explicatifs des choix de combustibles des ménages sont habituellement centrés sur les pratiques des usagers, mais plus rarement replacés dans une perspective de compréhension plus large de gouvernance énergétique. En révélant les facteurs structurels de la diversification énergétique des espaces intermédiaires en cours d’électrification, cet article permet ainsi de contribuer aux réflexions sur les particularités de la transition énergétique pour in fine mieux appréhender les particularités de l’urbanisation africaine.

A lire en ligne

Les évolutions du paysage électrique jordanien : privatisation, essor des renouvelables et perspective du schiste bitumineux

Ce billet analyse des évolutions du paysage électrique jordanien depuis le milieu des années 2010[1]. À l’aide des logiciels uMap et Magrit, nous avons représenté cartographiquement les progrès jordaniens dans le cadre de la Jordan National Energy Strategy 2007-2020[2]. Cette dernière vise à répondre à un constat simple : la Jordanie ne dispose pas de ressources en hydrocarbures et importait encore en 2014 97% de ses besoins en énergie, ce qui représente environ un cinquième de son PIB. En outre, les importations ne peuvent être dissociées du contexte régional en raison de leur signification géopolitique. Ainsi, face à la suspension des exportations égyptiennes (2011, rétablies en 2019) et irakiennes (en 2003, puis après la reprise des livraisons à nouveau en 2014), la Jordanie s’est tournée vers l’importation de gaz israélien. Ce projet a suscité des controverses dans le pays. L’annonce récente du projet de coopération jordano-israélo-émirati prévoyant un échange d’électricité d’origine solaire produite en Jordanie contre de l’eau dessalée produite en Israël a à nouveau provoqué des protestations importantes, qui montrent la sensibilité de la population jordanienne à cette dépendance à Israël.

La stratégie énergétique jordanienne comporte une autre facette : le développement des ressources domestiques. Elle a pour cela exploré plusieurs voies. Après l’abandon du projet nucléaire en 2018, demeurent le schiste bitumineux et les énergies renouvelables. À ce propos, la Jordan National Energy Strategy 2007-2020 fixait pour l’année 2020 l’objectif d’une contribution de 10% des énergies renouvelables (solaire et éolien principalement) au mix énergétique, dans le but de diversifier les ressources énergétiques, d’augmenter la part des ressources domestiques dans le mix énergétique et de ce fait réduire la dépendance à l’importation de fioul. Le billet revient successivement sur la montée des énergies renouvelables, les perspectives liées à l’exploitation des schistes bitumineux et la part des investissements privés dans ces nouveaux moyens de production électrique.


La montée des énergies renouvelables

Les derniers chiffres publiés permettant de représenter graphiquement l’avancée de ces objectifs datent de 2018, date à laquelle la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique était de 6% et de 11% dans le mix électrique. La National Electric Power Company (NEPCO) est l’entreprise publique chargée de la transmission de l’électricité entre les producteurs et les distributeurs, jouant ainsi un rôle structurant d’intermédiaire dans le système électrique jordanien. Dans son rapport 2019, la National Electric Power Company annonçait une contribution à hauteur de 14,9% au mix électrique. Quant à la capacité disponible des centrales installées en Jordanie, la part des énergies renouvelables s’élevait à 25,9% en 2019 selon le même rapport NEPCO. Si l’on ne dispose pas encore à ce jour de chiffres officiels permettant d’affirmer ou d’infirmer que l’objectif des 10% du mix énergétique total a été atteint, la tendance semble montrer une progression constante. En prenant en compte le fait que des centrales lancées à l’occasion du dernier appel d’offres de 2016 ne sont entrées en opération qu’en 2021 (plus de 350 MW de capacité ajoutés en 2020 et 2021), il est à ce jour fort probable que la Jordanie ait atteint cet objectif – ou l’atteigne dans les mois à venir.

Graphique n°1 : Mix énergétique jordanien en 2018 (Approvisionnement total en énergie par source en kilotonnes d’équivalent pétrole)

Graphique n°2 : Mix électrique jordanien en 2018 (production d’électricité par source en GWh)

Parmi les onze centrales électriques jordaniennes d’une capacité de plus de 100 MW, trois utilisent des énergies renouvelables (deux centrales solaires et une centrale éolienne). Et toujours parmi les onze centrales de plus de 100 MW, ces trois centrales renouvelables font partie des quatre les plus récentes (2015, 2018 et 2020). On comprend ici que la période 2015-2020 a été décisive pour les objectifs du Jordan National Energy Strategy 2007-2020. En outre, le fait que trois centrales renouvelables aient une capacité de plus de 100 MW montre que la production massive d’électricité n’est pas l’exception des centrales à combustion. 

Carte n°1 : Installations centralisées de production d’électricité en Jordanie par capacité et par date d’entrée en opération, 2021.

La stratégie énergétique jordanienne de développement des énergies renouvelables se caractérise par deux voies : les appels d’offres et la décentralisation. Les soumissions directes de proposition ont connu plusieurs « tours » : le premier en 2012 qui a donné lieu aux projets de Tafila et de Ma’an (Nord-Est de Quweira) ; le second à l’été 2013 principalement dans le Nord et l’Est de la Jordanie ; le dernier fin 2016 pour des projets dans le Sud du pays comme la centrale photovoltaïque de Quweira. Dès le second tour le fonctionnement des soumissions de propositions est passé d’un tarif de rachat à un système d’appel d’offres nécessairement concurrentiel. Le succès des appels d’offres s’explique grâce aux différentes mesures incitatives. Outre l’intégration d’exemplaire-type (power purchase agreement, accord de location de terrain, accord de garantie du gouvernement et accord de raccordement au réseau) au dossier d’appel d’offres, de nombreux avantages fiscaux ont visé à attirer le secteur privé. Ainsi, les sociétés de projet bénéficient d’une exonération de 75% de l’impôt sur le revenu pendant dix ans. En outre, les investisseurs profitent d’exonérations sur les droits de douane, redevances, droits de timbre et de l’impôt général sur les ventes.

L’observation comparée des cartes n°1 et n°2 met en valeur le fait que le nombre de centrales solaires est plus important que le nombre de centrales éoliennes (29 centrales photovoltaïques contre 9 centrales éoliennes). Mais dans le même temps, les projets les plus importants en termes de capacité sont majoritairement éoliens : six centrales éoliennes contre trois centrales solaires sont supérieures à 50 MW. Et pour cause, la capacité moyenne d’une centrale éolienne jordanienne est de 58 MW quand elle est 34 MW pour une centrale solaire. Il a fallu attendre 2015 pour que la première centrale renouvelable de Jordanie, la centrale éolienne de Tafila, soit opérationnelle. 

Carte 2 : Installations centralisées de production d’électricité en Jordanie par capacité et par source, 2021.

Le schiste bitumineux, combustible domestique, au prix de l’environnement ?

La future centrale de schiste bitumineux d’Attarat représente une avancée à la fois majeure et symbolique sur le chemin de l’indépendance énergétique jordanienne, ou du moins de l’autonomisation électrique. Avec une capacité de 470 MW, la première centrale de schiste bitumineux du pays serait dès son entrée en opération la troisième plus importante centrale jordanienne. Mais au-delà de l’importance immédiate de la mise en fonctionnement de la centrale d’Attarat, la finalisation de la première centrale exploitant du schiste bitumineux est une avancée significative. La Jordanie possède l’une des plus grandes ressources mondiales de schiste bitumineux (entre la quatrième et la huitième réserve mondiale selon les sources). Or, les centrales renouvelables représentent déjà environ 25% du mix électrique jordanien. La production de 470 MW de la centrale d’Attarat en représenterait à elle seule plus de 7%. La finalisation de la centrale d’Attarat symbolise donc un pas en avant vers l’augmentation de la part des ressources énergétiques domestiques dans l’énergie primaire en ouvrant une nouvelle voie. Néanmoins, la progression dans cette voie entraînerait un impact négatif sur l’environnement, annulant les progrès écologiques permis par les énergies renouvelables. 

Une production largement privatisée

Finalement, s’il est un changement qui s’est confirmé et accéléré depuis 2015, c’est la privatisation du secteur électrique jordanien. Les centrales à combustion de Rehab et Aqaba sont les plus anciennes du pays et appartiennent toujours au gouvernement jordanien, mais la privatisation partielle de CEGCO de 2007 a amorcé une nouvelle tendance. Certes, d’importantes centrales appartenant à l’État ont été construites comme celles de Samra (thermique) ou de Quweira (solaire). Mais en parallèle, depuis le début des années 2000 le nombre de centrales détenues par des opérateurs privés a augmenté. La mise en place des appels d’offres dès 2012 n’a par la suite fait qu’accélérer cette tendance pour multiplier les opérateurs étrangers. Et pour cause, parmi les 37 centrales renouvelables recensées actuellement, seules quatre ne sont pas privées.

Carte 3 : Installations centralisées de production d’électricité en Jordanie par capacité et selon leur statut, 2021.

Conclusion

Pour conclure, la Jordanie a franchi un pas au cours des six dernières années en multipliant les projets renouvelables par le biais d’appels d’offres. Ce système a non seulement accentué la privatisation du secteur électrique jordanien, mais l’a également ouvert amplement aux investisseurs étrangers. Ceux-ci viennent du Golfe, d’Asie et d’Europe majoritairement. Si l’appel d’offres permet de faire baisser le coût de l’électricité, ce dernier est acquis au prix d’importantes incitations notamment grâce à des avantages fiscaux et surtout reflète la baisse tendancielle du coût de cette technologie. Cela dit, le gouvernement jordanien garde un contrôle certain grâce au rôle de la NEPCO, directement lié à tous les projets lancés par les appels d’offres. L’imminence du lancement de la centrale d’Attarat et son intégration au réseau électrique jordanien laisse quant à elle percevoir un nouveau cap dans la réussite de l’originale stratégie énergétique jordanienne. 

[1] Ce travail de recherche s’inscrit dans le cadre d’un stage d’initiation à la recherche constitutif de la troisième année d’études à Sciences Po Paris. Auprès de M. Éric Verdeil, chercheur au Centre de Recherches Internationales de Sciences Po, il cherche à s’inscrire dans la continuité du mémoire Écologie politique des énergies urbaines. Villes sud-méditerranéennes sous tension réalisé en 2015 par M. Éric Verdeil.

[2] Les cartes ci-dessous ont été produites grâce au logiciel Magrit, à l’aide d’un fond de carte commun construit sur le logiciel uMap. Les données importées depuis ce dernier sont disponibles à l’adresse internet suivante : https://umap.openstreetmap.fr/fr/map/installations-centralisees-de-production-delectric_667555#8/30.605/36.123

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